国家电价政策调整核心内容 - 国家发改委和能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，进一步明确了抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价政策 [1] 抽水蓄能容量电价机制 - 第一类电站：在633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按633号文件办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - 第二类电站：在633号文件出台后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减，同时电站可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定 [1] - 第三类电站：在市场体系较为健全的基础上，对《通知》出台后开工的电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场，市场收益全部由电站获得 [1] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [1] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [1] 电费结算政策 - 在现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [2] - 在现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [2] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费 [2] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [2] 政策对公司现有及在建抽水蓄能电站的分类影响 - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期7座已投运抽蓄电站属于第一类电站 [4] - 公司所属梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林9座抽蓄电站（其中梅蓄二期、南宁项目已投产，其它在建）属于第二类电站 [4] - 公司在《通知》出台后开工建设的电站，是执行第二类还是第三类电站的电价政策，有待后续在项目实施过程中由相关部门明确 [4] 政策对公司新型储能业务的影响 - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新电价政策，有待相关部门明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 公司业务分布与电价执行预期 - 公司目前在运和在建抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [5] - 广东电力现货市场连续运行，预计广东抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [5] - 广西、云南、海南、宁夏现货市场处于连续试运行阶段，《通知》实施后电价如何执行有待相关部门明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [5] 公司后续策略 - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [7] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [7]